эмульгатор-стабилизатор инвертных эмульсий и способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора на его основе

Формула изобретения

1. Эмульгатор-стабилизатор инвертных эмульсий, включающий маслорастворимое поверхностно-активное вещество ПАВ, минеральную добавку, воду и растворитель, отличающийся тем, что в качестве маслорастворимого ПАВ он содержит продукт переработки таллового масла на основе высших жирных кислот, в качестве минеральной добавки - калиевый щелочной реагент, а в качестве растворителя - неароматическое легкое минеральное масло при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Продукт переработки таллового масла
на основе высших жирных кислот	6,2-22,0
Калиевый щелочной реагент	4,2-13,5
Вода	4,5-14,6
Растворитель - неароматическое легкое минеральное масло	Остальное

2. Эмульгатор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит каустический магнезит.

3. Эмульгатор по п.1, отличающийся тем, что в качестве продукта переработки таллового масла на основе высших жирных кислот он содержит талловые жирные кислоты, или дистиллированное талловое масло, или легкое талловое масло.

4. Эмульгатор по п.1, отличающийся тем, что в качестве неароматического легкого минерального масла он содержит индустриальное или трансформаторное масло.

5. Эмульгатор по п.1, отличающийся тем, что в качестве калиевого щелочного реагента он содержит гидроксид калия или карбонат калия.

6. Способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора, включающий приготовление раствора на олеофильной основе путем введения эмульгатора-стабилизатора инвертных эмульсий в углеводородный реагент, приготовление раствора на водной основе, их смешение между собой путем введения раствора на водной основе в раствор на олеофильной основе, отличающийся тем, что в качестве раствора на олеофильной основе готовят смесь углеводородного реагента с эмульгатором по п.1 при их массовом соотношении (1,5-9):1 соответственно, в качестве раствора на водной основе готовят смесь водного раствора хлорида кальция, обеспечивающий концентрацию ионов кальция в водной фазе получаемой эмульсии не менее 11,6 г/л и водного раствора каустического магнезита с концентрацией 16-120 г/л, а исходные ингредиенты берут в следующем соотношении, мас.%:

Эмульгатор по п.1	5-20
Углеводородный реагент	20-88
Хлорид кальция	2-3
Каустический магнезит	1-3
Вода пресная или минерализованная	Остальное

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что в инвертно-эмульсионный буровой раствор дополнительно вводят высшую жирную ненасыщенную кислоту - олеиновую, или линолевую, или -линоленовую кислоту в количестве 0,5-2 мас.%.

8. Способ по п.6, отличающийся тем, что в качестве углеводородного реагента используют минеральные масла или смазочные добавки для буровых растворов на основе растительных масел, или сложные эфиры растительных масел, или синтетические жидкости из класса полиальфаолеинов, полиалкиленгликолей.

9. Способ по п.6, отличающийся тем, что раствор на водной основе делят на две порции в объемном соотношении 9:1, которые вводят последовательно в раствор на олеофильной основе и осуществляют перемешивание образующейся смеси после введения каждой порции не менее 1 ч.

Описание изобретения к патенту

Изобретения относятся к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к эмульгаторам инвертно-эмульсионных буровых растворов, а также к способу приготовления с его использованием инвертно-эмульсионного бурового раствора, применяемым преимущественно для бурения нефтяных и газовых скважин с сильно искривленным стволом, скважин с большим проложением и горизонтальных скважин, а также для вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин.

Конфигурация ствола сильно искривленных и горизонтальных скважин способствует осаждению частиц выбуренного шлама на нижней стенке скважины. В связи с этим особое значение при бурении такого типа скважин приобретают реологические свойства используемых буровых растворов, обеспечивающих удержание и вынос шлама из ствола скважины.

При бурении сильно искривленных и горизонтальных скважин предъявляются более высокие требования в отношении триботехнических, ингибирующих и фильтрационных показателей буровых растворов.

Тип указанных растворов для бурения сильно искривленных скважин выбирается исходя из необходимости решения проблемы, связанной с преодолением сил трения, которые возрастают по мере роста угла наклона. Выбор буровых растворов на углеводородной основе для бурения сильно искривленных и горизонтальных скважин обусловлен в первую очередь тем, что они обеспечивают существенное снижение сил трения инструмента о стенки скважины по сравнению с растворами на водной основе.

В то же время, низкая эффективность многих разработанных в настоящее время буровых растворов на углеводородной основе при бурении сильно искривленных скважин обусловлена их недостаточно высокими реологическими свойствами при низких скоростях сдвига.

Особые требования при разработке и использовании инвертно-эмульсионных буровых растворов предъявляются к эмульгирующей основе указанных растворов, ответственной за процесс эмульгирования двух несмешивающихся жидкостей и придания таким системам свойств «истинно» углеводородных растворов. Традиционно улучшение качества инвертных эмульсионных буровых растворов достигается применением большого количества специальных реагентов: эмульгаторов, стабилизаторов, гидрофобизаторов, понизителей фильтрации, т.к. большинство производимых промышленностью реагентов, предназначенных для эмульгирования воды в олеофильной жидкости, не обладают всем комплексом необходимых качеств. Это снижает технологичность приготовления инвертных растворов, усложняет состав и управление их свойствами.

Известен эмульгатор инвертно-эмульсионных буровых растворов «Эмультал», представляющий собой продукт взаимодействия жирных кислот - олеиновой, линолевой, линоленовой и смоляных кислот, входящих в состав таллового масла, с многоатомным спиртом триэтаноламином (Толкунов В.И., Хейфец И.Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. М: Недра. - 1983. - 167 с.). Указанный эмульгатор получают нагреванием смеси при температуре 155-165°С в течение 16 часов и нормальном давлении. В результате взаимодействия в основном ненасыщенных нормальных жирных кислот фракции C₈-C ₂₄, входящих в состав таллового масла, с триэтаноламином протекает реакция этерификации с образованием смеси сложных триэтаноламиновых эфиров жирных кислот таллового масла.

К недостаткам «Эмультала» относится его низкая эмульгирующая и стабилизирующая способность по отношению к гидрофобным жидкостям с низким содержанием ароматических углеводородов, в том числе к маслам растительного и животного происхождения и синтетическим жидкостям на основе полиальфаолефинов, полиалкиленгликолей и др., которые в настоящее время являются основой «масляной» фазы экологически чистых инвертных эмульсионных буровых растворов.

Кроме того, получаемые на его основе инвертные эмульсии имеют высокие значения показателя фильтрации (более 40 см³/30 мин при перепаде давления 0,1 МПа), неудовлетворительные для бурения пологих и горизонтальных скважин реологические показатели, недостаточную агрегативную и седиментационную устойчивость.

Кроме того, неоднородность и непостоянство эмульгатора «Эмультала», связанное с природой исходного сырья (талловое масло лиственных или хвойных пород), отрицательно сказывается на эксплуатационных характеристиках как самого эмульгатора, так и на свойствах инвертных эмульсий на его основе.

Известен также эмульгатор-стабилизатор гидрофобно-эмульсионных буровых растворов следующего состава: смесь кубового остатка производства жирных кислот и триэтаноламина - 57,9-85,0; растворитель - 15,0-42,1, причем в качестве растворителя используют дизельное топливо или керосин (Патент РФ №2201950, кл. С09К 7/06, опубл. 04.10.2002). Указанный эмульгатор обладает комплексным действием, а именно одновременно и эмульгирующим и стабилизирующим, что выражается в высокой термостойкости и агрегативной устойчивости получаемых на его основе гидрофобно-эмульсионных буровых растворов

Эмульгатор-стабилизатор гидрофобно-эмульсионных буровых растворов получают путем нагревания и перемешивания при атмосферном давлении жирных кислот в смеси с триэтаноламином, при этом в качестве жирных кислот используют кубовый остаток производства синтетических жирных кислот в соотношении с триэтаноламином 5:1, а нагревание проводят при температуре 120-150°С в течение 4-8 часов в среде растворителя.

К недостаткам известного эмульгатора-стабилизатора относятся низкие тиксотропные свойства получаемых на его основе гидрофобно-эмульсионных буровых растворов (статическое напряжение сдвига CHC_1/10 составляет 0,3-7,5/0,5-9,2 дПа), высокие значения показателя фильтрации Ф даже при небольшом перепаде давления 0,1 МПа (Ф=18-32 см³/30 мин), большие затраты времени на операции, связанные с разогревом и растворением компонентов указанного эмульгатора (время реакции составляет 4-8 часов при температуре 120-150°С), и, как следствие, сложность проведения этих операций в промысловых условиях.

Наиболее близким к предлагаемому эмульгатору-стабилизатору по технической сущности является эмульгатор инвертных эмульсий Нефтенол НЗ (Патент РФ №2200056, кл. С09К 7/06, опубл. 03.10.2003), который содержит в своем составе следующие ингредиенты, мас.%: маслорастворимое поверхностно-активное вещество (Эмультал или основа эмульгатора Нефтенол НЗ) - 20-40; добавки (кальций хлористый - 1-3,4; вода - 2,0-6,8; модифицированный бентонит - 3,6-10,8); углеводородный растворитель - до 100. В качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества эмульгатор содержит сложный эфир - продукт взаимодействия жирных кислот таллового масла и триэтаноламина (Эмультал) или смесь сложных эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина с эфирами кислот таллового масла и оксиэтилированного алкиламина (основа эмульгатора Нефтенол НЗ). В качестве углеводородного растворителя используют низкозастывающие фракции нефтеароматического основания, товарные среднедистиллятные топлива или легкие масла (арктическое дизтопливо, авиакеросин и др.). В качестве добавок, улучшающих стабилизирующие и эмульгирующие свойства получаемых эмульсий, использованы хлорид кальция, органобентонит и вода.

Недостатком указанного известного эмульгатора является то, что получаемые на его основе инвертно-эмульсионные буровые растворы характеризуются недостаточно высокими реологическими и тиксотропными свойствами, и неудовлетворительными фильтрационными показателями, что не позволяет использовать их для бурения пологих скважин с большим проложением и горизонтальных скважин.

Кроме того, указанный известный эмульгатор содержит в своем составе высококоллоидную твердую фазу (бентонит), присутствие которой в составе эмульсионного бурового раствора может оказать отрицательное (необратимо кольматирующее) действие на вскрываемый продуктивный пласт.

Кроме этого в качестве углеводородного растворителя в известном эмульгаторе используются продукты переработки нефтепродуктов, содержащие ароматические соединения, что повышает экологическую опасность этого реагента.

Наряду с указанным, в качестве углеводородной основы инвертных эмульсий, получаемых с использованием известного эмульгатора, предлагается использовать нефть и продукты ее переработки (дизельное топливо), оказывающие крайне негативное воздействие на окружающую природную среду.

Известен способ получения инвертно-эмульсионного бурового раствора (Авт. свид-во СССР №1134594, кл. С09К 7/06, опубл. 1980 г.), заключающийся в следующем. В глинистом растворе на водной основе, содержащем не более 10 мас.% глины, при непрерывном перемешивании (циркуляции) растворяют талловый пек, омыленный углекислым натрием (50 мас.% от расчетного количества). Затем вводят дизельное топливо с растворенной в нем оставшейся частью таллового пека. В образующуюся эмульсию добавляют реагент ППФ (побочный продукт производства фитостерина) и мелкодисперсный мел.

Недостатком данного способа является повышенный расход омыленного таллового пека (10-12 мас.%), объясняющийся тем, что натровые мыла карбоновых кислот являются стабилизаторами преимущественно водомасляных эмульсий, и, как следствие этого, водосодержание получаемого бурового раствора по данному способу ограничено 23-39 мас.%.

Кроме того, недостатком получаемых по известному способу эмульсионных буровых растворов являются низкие значения реологических параметров (пластическая вязкость - 14-18 сП, динамическое напряжение сдвига ДНС - 28-68 дПа), не обеспечивающие полного выноса бурового шлама из пологих и горизонтальных участков ствола скважины.

Также известен способ приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора (Патент РФ №2238297, кл. С09К 7/06, опубл. 2000 г.), согласно которому осуществляют равномерную подачу при интенсивном перемешивании до получения требуемых значений технологических параметров в дизельное топливо или нефть полимерглинистого раствора (в качестве полимера - карбоксиметилцеллюлоза) и 20%-ного водного раствора карболигносульфоната, при этом подача указанного раствора карболигносульфоната пекового и полимерглинистого раствора на водной основе осуществляют одновременно. Получаемый по известному способу инвертно-эмульсионный буровой раствор на смешанной водно-углеводородной основе предназначен для обеспечения полного выноса шлама на участках ствола скважины с зенитным углом более 60 градусов и характеризуется следующими структурно-реологическими свойствами: пластическая вязкость 23-36 мПа·с; ДНС 155-305 дПа; СНС 66-81/84-165 дПа.

Недостатком инвертно-эмульсионного бурового раствора, получаемого по указанному известному способу, являются высокие значения коэффициента консистенции «К», что приводит к возникновению высоких гидравлических сопротивлений при течении бурового раствора и, как следствие, отрицательно влияет на эффективность передачи гидравлической мощности на забойный двигатель и долото.

Кроме того, получаемый по известному способу эмульсионный раствор содержит достаточно большое количество глины, что отрицательно влияет на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны продуктивного пласта за счет необратимой кольматации глиной пористой среды коллектора.

К серьезным недостаткам относится также и то, что в качестве углеводородной фазы в известном способе предлагается использовать нефть или дизельное топливо, являющиеся по своим физико-химическим и токсикологическим характеристикам пожаро- и экологически опасными веществами, запрещаемыми к использованию в районах со статусом особо охраняемых территорий.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ получения инвертно-эмульсионных буровых растворов, описанный в примере реализации изобретения по Патенту РФ № 2200056, кл. С09К 7/06, опубл. 1999 г. Сущность известного способа заключается в следующем. Производят приготовление раствора на олеофильной основе путем введения при перемешивании эмульгатора-стабилизатора инвертных эмульсий (Эмультал или Нефтенол НЗ) в нагретый до 60°С углеводородный растворитель. Далее, не прекращая перемешивания, добавляют органобентонит (3,6-10,8%) и раствор на водной основе - водный раствор хлорида кальция. Затем, не прекращая перемешивания, сначала вводят в смесь расчетное количество дизельного топлива и нефти (20%), затем расчетное количество пластовой воды (76%), после перемешивания смеси в течение 15-20 мин получают инвертно-эмульсионный буровой раствор типа «вода в масле».

К недостаткам указанного способа приготовления следует отнести недостаточно высокие структурно-реологические свойства получаемых по известному способу буровых растворов (пластическая вязкость при использовании в качестве углеводородной фазы дизельного топлива - 21 мПа·с, ДНС - 42 дПа), а также относительно высокий для инвертных эмульсий (т.е. для бурового раствора) показатель фильтрации (Ф_{0,1 мПа} =5 см³), что не позволяет рекомендовать получаемые по данному способу инвертно-эмульсионные буровые растворы для бурения пологих и субгоризонтальных скважин. Более низкие значения показателя фильтрации и более высокие значения реологических свойств по известному способу с использованием известного эмульгатора получены только при использовании нефти в качестве олеофильной фазы.

Единым техническим результатом, достигаемым при осуществлении заявляемой группы изобретений, является получение с использованием предлагаемого эмульгатора-стабилизатора инвертно-эмульсионных буровых растворов, предназначенных для бурения преимущественно пологих и горизонтальных скважин, с необходимыми реологическими, тиксотропными, псевдопластичными и фильтрационными свойствами, низким показателем консистенции, а также с обеспечением способности к сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов за счет низких значений показателя фильтрации и отсутствия глинистой фазы, с одновременным упрощением ингредиентного состава используемого для его приготовления эмульгатора-стабилизатора и технологии приготовления.

Указанный технический результат достигается предлагаемым эмульгатором-стабилизатором инвертных эмульсий, включающим маслорастворимое поверхностно-активное вещество ПАВ, минеральную добавку, воду и растворитель, при этом новым является то, что в качестве маслорастворимого ПАВ упомянутый эмульгатор содержит продукт переработки таллового масла на основе высших жирных кислот, в качестве минеральной добавки - калиевый щелочной реагент, а в качестве растворителя - неароматическое легкое минеральное масло, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Продукт переработки таллового масла
на основе высших жирных кислот	6,2-22,0
Калиевый щелочной реагент	4,2-13,5
Вода	4,5-14,6
Растворитель - неароматическое легкое
минеральное масло	остальное

Эмульгатор дополнительно может содержать каустический магнезит.

В качестве продукта переработки таллового масла на основе высших жирных кислот эмульгатор содержит талловые жирные кислоты, или дистиллированное талловое масло, или легкое талловое масло.

В качестве неароматического легкого минерального масла эмульгатор содержит индустриальное или трансформаторное масло.

В качестве калиевого щелочного реагента эмульгатор содержит гидроксид калия или карбонат калия.

Механизм эмульгирующе-стабилизирующего действия заявляемого эмульгатора-стабилизатора при приготовлении инвертных эмульсионных буровых растворов заключается в следующем.

Продукты переработки таллового масла на основе высших жирных кислот, которые по своему составу относятся к карбоновым кислотам алифатического ряда с длиной цепи в основном С₁₅-С ₁₇, в реакции со щелочным реагентом, представленным гидроксидом калия, образуют калиевое мыло, которое вследствие своего жидкого агрегатного состояния равномерно распределяется в составе растворителя, образуя коллоидный раствор ПАВ, обеспечивающий низкое значение поверхностного натяжения на границе с водной фазой и способный образовывать на межфазной поверхности прочные защитные пленки.

Каустический магнезит при взаимодействии с водой частично образует гидрогель, который, так же как и сам магнезит, малорастворим в воде, поэтому концентрируется на поверхности раздела фаз, выполняя роль структурообразователя.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора, включающем приготовление раствора на олеофильной основе путем введения эмульгатора-стабилизатора инвертных эмульсий в углеводородный реагент, приготовление раствора на водной основе, их смешение между собой путем введения раствора на водной основе в раствор на олеофильной основе, при этом новым является то, что в качестве раствора на олеофильной основе готовят смесь углеводородного реагента с указанным эмульгатором при их массовом соотношении (1,5-9):1 соответственно, в качестве раствора на водной основе готовят смесь водного раствора хлорида кальция, обеспечивающего концентрацию ионов кальция в водной фазе получаемой эмульсии не менее 11,6 г/л, и водного раствора каустического магнезита с концентрацией 16-120 г/л, а исходные ингредиенты берут в следующем соотношении, мас.%:

Эмульгатор	5-20
Углеводородный реагент	20-88
Хлорид кальция	2-3
Каустический магнезит	1-3
Вода пресная или минерализованная	остальное.

В инвертно-эмульсионный буровой раствор дополнительно вводят высшую жирную ненасыщенную кислоту - олеиновую, или линолевую, или -линоленовую кислоту в количестве 0,5-2% мас.

В качестве углеводородного реагента используют минеральные масла, или смазочные добавки для буровых растворов на основе растительных масел, или сложные эфиры растительных масел, или синтетические жидкости из класса полиальфаолефинов, полиалкиленгликолей.

Раствор на водной основе делят на две порции в объемном соотношении 9:1, которые вводят последовательно в раствор на олеофильной основе и осуществляют перемешивание образующейся смеси после введения каждой порции не менее 1 часа.

Приведенный технический результат обеспечивается за счет следующего.

Механизм возникновения межмолекулярных химических, промежуточных и физических взаимодействий в системе «углеводородный реагент - эмульгатор-стабилизатор - водный раствор хлорида кальция и каустического магнезита» заключается в следующем. Благодаря правильно подобранному составу ингредиентов и предлагаемому способу их ввода в указанную систему на этапе эмульгирования водной фазы в олеофильной (гидрофобной) жидкости протекают параллельно реакции образования первичного стабилизатора системы и вторичного стабилизатора, в совокупности препятствующих коалесценции капель дисперсной фазы, гидрофобизирующих поверхность твердой фазы и снижающих фильтрационные потери образующейся эмульсии - инвертно-эмульсионного бурового раствора.

Первичным стабилизатором упомянутой системы выступают кальциевые и магниевые соли жирных кислот талловых масел, синтезируемые на стадии образования эмульсии в результате взаимодействия эмульгатора-стабилизатора с содержащимися во внутренней фазе катионами щелочно-земельных металлов. Необходимая для протекания указанной реакции щелочная среда создается как в дисперсионной среде благодаря присутствию в указанном эмульгаторе калиевых солей жирных кислот, так и в дисперсной фазе вследствие частичного гидролиза в водной среде каустического магнезита (окиси магния). В результате образования указанных мыл в системе появляется высокодисперсная коллоидная фаза (мицеллярные агрегаты), концентрирующаяся вследствие дифильных свойств данных соединений на поверхности раздела фаз и создающая гелеобразную структуру повышенной вязкости и прочности, обладающей стабилизирующими свойствами.

Вторичным стабилизатором, структурообразователем и понизителем фильтрации указанной системы выступает комплекс «жирные кислоты талловых масел - каустический магнезит». Известно, что устойчивость эмульсий может быть в значительной степени увеличена за счет стабилизации границы раздела фаз твердыми активными высокодисперсными наполнителями. В инвертных эмульсиях - буровых растворах, получаемых по предлагаемому способу, таким наполнителем выступает каустический магнезит (окись магния), модификация поверхности которого происходит на стадии образования эмульсии за счет хемосорбции высокомолекулярных жирных кислот, в результате чего поверхность MgO приобретает олеофильные свойства, способствующие структурообразованию межфазных защитных оболочек на поверхности глобул дисперсной фазы. Таким образом, каустический магнезит, являющийся неотъемлемым ингредиентом получаемых по предлагаемому способу инвертных эмульсионных буровых растворов выступает реагентом многофункционального действия, усиливающим взаимодействие между раствором олеофильной основы и водной фазой эмульсии.

В качестве реагента, увеличивающего значения реологических свойств получаемого бурового раствора при низких скоростях сдвига, а также величину начальной прочности геля, необходимых для более качественной очистки ствола пологих и субгоризонтальных скважин, в систему (буровой раствор) дополнительно вводится высшая жирная непредельная кислота, к примеру олеиновая кислота. Благодаря тому, что в предлагаемом способе получения инвертного эмульсионного бурового раствора указанная кислота вводится по завершении стадии формирования и стабилизации инвертной эмульсии и не участвует в реакциях, протекающих на поверхности раздела фаз, она равномерно распределяется в олеофильной дисперсионной среде раствора и вследствие своей склонности к полимеризации по свободным -С=С-связям образует в олеофильной среде сетчатую структуру из длинных углеводородных цепочек, соединенных между собой химическими и координационными связями, обеспечивающую раствору еще более повышенные значения сдвигающего напряжения при низких скоростях сдвига.

В настоящей заявке соблюдено требование единства изобретения, поскольку заявленный эмульгатор-стабилизатор и способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора с помощью этого эмульгатора составляют единый изобретательский замысел и вместе решают одну и ту же задачу - получение инвертно-эмульсионного бурового раствора для бурения преимущественно пологих и горизонтальных скважин, с необходимыми реологическими, тиксотропными, псевдопластичными и фильтрационными свойствами.

Предлагаемый эмульгатор-стабилизатор и способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора были испытаны в лабораторных условиях. При испытаниях были использованы следующие вещества.

Для приготовления эмульгатора-стабилизатора:

- продукты переработки таллового масла на основе высших жирных кислот (их наименование и характеристика приведены в таблице 1);

- калиевый щелочной реагент;

- гидроксид калия ГОСТ 24363-80 или калий углекислый технический (поташ) ГОСТ 10690-73;

- растворитель - неароматическое легкое минеральное масло (их характеристики приведены в таблице 2): индустриальное масло марки ИП-12, ИП-20, ГОСТ 20799-88 или трансформаторное масло, ТУ 38-401978-98 (в отличие от традиционных нефтепродуктов, применяемых в качестве растворителей в известных эмульгаторах инвертных эмульсий, данные продукты представляют собой более экологически чистые гидрофобные жидкости, подвергающиеся биогенной деструкции в аэробных и анаэробных условиях);

- вода техническая или минерализованная плотностью 1000-1180 кг/м³.

Для приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора:

- хлорид кальция ГОСТ 450-77;

- каустический магнезиальный порошок ГОСТ 1216-75;

- олеиновая кислота МРТУ 6-09-3306-66;

- углеводородный реагент;

- минеральные масла (индустриальное масло марки ИП-12, ИП-20, ГОСТ 20799-88; трансформаторное масло, ТУ 38-401978-98);

- смазочная и противоприхватная добавка ДСПБ-БС, ТУ 2452-002-52412574-00;

- сложные эфиры растительных масел, ГОСТ 1129-93.

Сущность предлагаемых изобретений поясняется следующими примерами.

Заявляемый эмульгатор-стабилизатор готовят следующим образом.

Пример 1. В лабораторный стакан помещают 82,9 г растворителя - трансформаторного масла марки ВГ, вливают в него при перемешивании 8,3 г талловых жирных кислот - продукта переработки таллового масла, через 10 минут перемешивания добавляют 8,7 г 48%-ного водного раствора гидроокиси калия - калиевого щелочного реагента, смесь перемешивают в течение 30 минут, после чего состав готов для применения. Количественное содержание полученного эмульгатора следующее, мас.%: продукт переработки таллового масла на основе высших жирных кислот - 8,4; гидроокись калия - 4,2; вода - 4,5; растворитель - неароматическое легкое минеральное масло - 82,9.

Пример 2. В лабораторный стакан помещают 53,4 г индустриального масла марки ИП-12, вливают при перемешивании 22 г дистиллированного таллового масла, через 10 минут перемешивания добавляют 23,1 г 48%-ного раствора гидроокиси калия, перемешивают 30 минут и добавляют 1,5 г каустического магнезита, смесь перемешивают в течение 30 минут, после чего эмульгатор готов для применения. Количественное содержание полученного эмульгатора следующее, мас.%: дистиллированное талловое масло - 22; гидроокись калия - 11,1; вода - 12; каустический магнезит - 1,5; растворитель - индустриальное масло - 53,4.

Эмульгаторы с другим содержанием ингредиентов готовят аналогичным образом.

Полученный эмульгатор-стабилизатор для инвертных эмульсий имеет следующие физико-химические показатели: внешний вид - вязкая текучая жидкость коричневого цвета плотностью 870-920 кг/м ³, с температурой застывания от -15 до -45°С.

Предлагаемый эмульгатор-стабилизатор можно централизованно готовить в производственных условиях и транспортировать до места его использования на скважине, кроме того, благодаря простоте проведения операций при технико-экономической целесообразности приготовление эмульгатора из указанных выше ингредиентов возможно в перемешивающих устройствах (типа глиномешалки) непосредственно в условиях скважины.

Далее в лабораторных условиях готовят инвертно-эмульсионный буровой раствор с использованием ранее приготовленного эмульгатора-стабилизатора. Для этого первоначально готовят раствор на олеофильной (углеводородной) основе, для этого берут 500 г углеводородного реагента - сложных эфиров растительных масел, вводят в него 180 г ранее приготовленного по примеру 1 эмульгатора-стабилизатора, при этом массовое соотношение углеводородного реагента и эмульгатора составляет 2,78: 1 соответственно. Отдельно готовят раствор на водной основе, представляющий собой смесь водного раствора хлорида кальция с концентрацией 111 г/л и водного раствора каустического магнезита с концентрацией 74 г/л, причем указанные растворы взяты в соотношении как 2,13:1. Затем производят их смешение между собой путем введения раствора на водной основе в раствор на олеофильной (углеводородной) основе. В преимущественном варианте выполнения возможно раствор на водной основе поделить на две порции в объемном соотношении 9:1, которые затем вводят последовательно в раствор на олеофильной основе и осуществляют перемешивание образующейся смеси после введения каждой порции не менее 1 часа. При этом получают инвертно-эмульсионный буровой раствор следующего состава, мас.%: эмульгатор-стабилизатор - 18; углеводородный реагент - 50; хлорид кальция - 3; каустический магнезит - 3; вода пресная - 26.

С целью увеличения реологических показателей при низких скоростях сдвига в полученный инвертно-эмульсионный буровой раствор дополнительно можно вводить высшую жирную ненасыщенную кислоту - олеиновую или линолевую, в количестве 0,5-2 мас.%.

Инвертно-эмульсионные буровые растворы, полученные предлагаемым способом, с другим соотношением ингредиентов готовят аналогичным образом.

В таблице 3 приведены данные об ингредиентном составе заявляемого и известного по прототипу эмульгаторов-стабилизаторов, а также об инвертно-эмульсионных буровых растворах, полученных на их основе предлагаемым способом.

В лабораторных условиях исследовали следующие свойства указанных буровых растворов:

- показатель фильтрации (Ф₃₀, см ³), замеряли на динамическом фильтр-прессе фирмы OFI при Р=0,7 МПа;

- реологические свойства - пластическую вязкость ( , мПа·с), динамическое напряжение сдвига ( ₀, дПа), прочность геля (Gel, фунт/100 фут²), , ₀ и Gel замеряли на вискозиметре фирмы OFITE; вязкость при низкой скорости сдвига (ВНСС, мПа·с) замеряли на вискозиметре Брукфильда;

- показатель консистенции "К" вычисляли по известным формулам [Маковей Н. Гидравлика бурения. - М.: Недра, 1986];

- электростабильность замеряли на измерителе электрической устойчивости фирмы OFITE.

В таблице 4 приведены данные о показателях свойств инвертно-эмульсионных буровых растворов, приготовленных с использованием эмульгатора-стабилизатора по известному и заявляемому способам.

Данные, приведенные в таблицах 3-4, показывают, что инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные по предлагаемому способу и с использованием заявляемого эмульгатора, имеют низкие значения показателя фильтрации при Р=0,7 МПа (Ф=0-2,0 см³/30 мин), технологически необходимые реологические характеристики ( =25-120 мПа·с, ₀=50-460, ВНСС=20000-40000 мПа·с) характеризуются оптимальным для бурения пологих и горизонтальных скважин показателем консистенции (К=0,3-0,5), что соответствует низким гидравлическим сопротивлениям; при этом эмульсионные буровые растворы, полученные по известному способу, характеризуются высокими смазочными свойствами и высокой электростабильностью (не менее 200 В).

Технико-экономические преимущества получаемых по предлагаемому способу инвертных эмульсионных буровых растворов по сравнению с прототипом заключаются в следующем:

- показатель фильтрации получаемых растворов меньше, чем аналогичный показатель прототипа, что обеспечивает меньшее повреждение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта;

- реологические свойства получаемых растворов, особенно при низких скоростях сдвига, имеют более высокие значения, чем у прототипа, и при этом они соответствуют требованиям для проводки пологих и субгоризонтальных участков ствола скважины.

Таким образом, как показали лабораторные испытания, способ приготовления инвертных эмульсионных буровых растворов по сравнению с известным техническим решением позволяет получить растворы с более высокими выносными и удерживающими свойствами с одновременным сохранением коллекторских свойств пород вскрываемого разреза, что позволяет успешно бурить пологие и субгоризонтальные скважины и качественно вскрывать продуктивный пласт.

Кроме того, получаемые по предлагаемому способу инвертные эмульсии (инвертно-эмульсионные буровые растворы) характеризуются практически неограниченной солестойкостью, высокими смазочными и ингибирующими характеристиками, хорошей устойчивостью к попаданию в систему загрязняющих компонентов (глины, цемента, пластовых вод) и возможностью повторного использования, что особенно важно с технико-экономической и экологической точек зрения.

Таблица 1 Характеристика продуктов переработки таллового масла на основе высших жирных кислот
Показатель	Продукты переработки таллового масла на основе высших жирных кислот
	Таловые жирные кислоты	Дистиллированное талловое масло	Легкое талловое масло
Кислотное число, мг КОН/г	190-198	170-180	95-157
Число омыления, мг КОН/г	194-198	170-180	92-172
Смоляные кислоты, мас.%	1-3	12-45	1-5
Жирные кислоты, мас.%	93-97	64	49-74
Нейтральные вещества, мас.%	2-5	3-5	22-48
Примечание: В состав талловых жирных кислот входят в основном непредельные жирные кислоты: олеиновая - 10,4-41,6%; линолевая - 26,1-54,7%; линоленовая - 1,9-10,1%; изолиноленовая - 3,1-5,6%; пальмитолеиновая - 0,4-5,7% и др., и предельные жирные кислоты: пальмитиновая - 3,9-9,1%; стеариновая - 2,2-4,4%.

Таблица 2 Характеристики неароматических легких минеральных масел
Показатели	Индустриальные масла		Трансформаторные масла
	И-12А	И-20А	ВГ	Т-1500У
Вязкость кинематическаяпри 40°С, мм2/с	13-17	25-35	9(50°С)	11
Темп. вспышки в открытом тигле. °С, min	165	180	135	135
Темп. застывания, °С, max	-30	-15	-45	-45
Кислотное число, мг КОН/1 г масла, max	0,02	0,03	0,01	-
Зольность, %, max	0,005	0,005	-	0,3

Таблица 3 Данные об ингредиентном составе заявляемого эмульгатора и приготовленного предлагаемым способом на его основе инвертно-эмульсионного бурового раствора
№№	Ингредиенты эмульгатора-стабилизатора, мас.%							Ингредиенты Инвертно-эмульсионного бурового раствора, мас.%
	Продукты переработки таллового масла на основе высших жирных кислот		Растворитель - неароматические легкие минеральные масла		Гидроокись калия (Карбонат калия*)	Каустический магнезит	Вода	Углеводородный реагент	Эмульгатор	Вода	Хлорид кальция	Каустический магнезит	Олеиновая кислота
	Дистиллиро ванное тал-ловое масло	Талловые жирные кислоты	Трансформаторное масло	Индустриальное масло
1	22,0	-	-	53,4	11,1	1,5	12	20 1	10,0	65,5	2	1	1,5
2	6,2	-	-	53,4	11,1	-	29,3	402	15,0	38	3	2	2
3	20,0	-	59,0	-	10,0*	-	11	48 2	5,0	42	2	2	1
4	-	8,4	82,8	-	4,2	-	4,6	503	18,0	26	2	3	1
5	-	22,0	54,0	-	11,0	1,0	12	60 3	10,0	25	2	2	1
6	-	10,3	79,4	-	4,8	-	5,5	463	14,5	36,5	2	1	-
Прототип
7	Сложные эфиры кислот		Дизтопливо - 51,5	-	-
	таллового масла и					CaCl 2 - 3,0	15,5	20	4	76	-	-	-
	триэтаноламина (Эмультал) - 30,0
Примечание: 1. В качестве углеводородного реагента в опыте 1 использовали дизельное топливо; в опытах 2 и 3 - трансформаторное масло; в опытах 4-6 - сложные эфиры растительных масел.

Таблица 4 Данные о показателях свойств инвертно-эмульсионных буровых растворов, приготовленных с использованием предлагаемого эмульгатора-стабилизатора по известному и заявляемому способам
№ опыта из табл.3	Технологические показатели
	Пластическая вязкость, мПа·с	ДНС, дПа	Прочность геля, фунт / 100 фут 2	Вязкость по Брукфильду, мПа.с	Ф30 , см3		Электростабильность, В
					(0,1 мПа)	(0,7 мПа)
1	90	144	10/13	37500	0	0	265
2	79	120	7/9	35400	0	0	275
3	81	134,4	6/7	25300	0	0	305
4	123	235,2	7/10	36000	0	2	355
5	134	182,4	6/9	27000	0	0,9	278
6	107	172,8	6/8	33600	0	1,5	283
7	21	42	-	-	5	-	260